Stromversorgung im Oberallgäu/Kempten Umstieg auf erneuerbare Energien

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1 Stromversorgung im Oberallgäu/Kempten Umstieg auf erneuerbare Energien 1

2 Agenda 2 Strategie AÜW/AllgäuStrom/AllgäuNetz Energiemarkt Deutschland Ausgangslage 2010 Grundlagen Potential nach PEESA Fundamentalanalyse Randbedingungen Szenarien bis 2022 (Realistisches und optimistisches Szenario) Diskussion

3 Strategie AÜW/AllgäuStrom/AllgäuNetz 3 AllgäuStrom: Partner: 9 Allgäuer Energieversorger (rechtlich und wirtschaftlich unabhängig) Marketing-Gemeinschaft: 2001 (Produktmanagement, Marketing, Aktionen) Strombezugs-Gemeinschaft: 2002 (Strukturierte Beschaffung, Risikomanagement) Stromaufkommen 2010: 1,27 TWh Anzahl Kunden: ca Mitarbeiter/Mitarbeiterinnen: 445 Neu Gemeindewerke Peißenberg: 2010 AllgäuStrom Partner: AllgäuNetz GmbH & Co. KG: Gesellschafter: 5 Allgäuer Netzbetreiber Gründung: Nov Zählpunkte: EEG Vergütung: 49 Mio.

4 Strategie AÜW/AllgäuStrom/AllgäuNetz 4

5 Handlungsfeld Erzeugung 5 Wir bauen konsequent die Erzeugung aus (regional und national) 2007 führte das AÜW zusammen mit dem Fraunhofer Institut die Studie zur Eruierung der Potentiale erneuerbarer und effizienter Stromerzeugung im Allgäu (PEESA) durch. Die in Bayern einzigartige Studie hat die technischen und wirtschaftlichen Potentiale erneuerbarer Energien im Allgäu herausgearbeitet. Sie ist die Basis unserer regionalen, nachhaltigen Erzeugungsstrategie. Ergebnisse: Theoretisch kann sich das Allgäu selbst versorgen. Es herrscht ein hohes Potential an Windkraft und Photovoltaik, ein mittleres Potential für Biomasse, ein geringes Potential für Zubau Wasserkraft.

6 Handlungsfeld Erzeugung 6 Wir bauen konsequent die Erzeugung aus (regional und national) Handlungsfeld Photovoltaik: Bau der Freiluftanlage Veits Bau des Solarparks Ursulasried mit einer Leistung von ~ 1,77 MW, an der sich AllgäuStrom-Kunden im Rahmen von Inhaberschuldverschreibung oder in einem Genossenschaftsmodell beteiligen können.

7 Handlungsfeld Erzeugung 7 Wir bauen konsequent die Erzeugung aus woher kommt der Strom Das Thema Wind und Ausbau ist im Allgäu umstritten, daher konzentrierte sich das AÜW im ersten Schritt darauf, bestehende Wasserkraftwerke zu ertüchtigen, sowie verstärkte Investition in die Planung und Entwicklung von Biomassekraftwerken. Ertüchtigung bestehender Wasserkraftwerke: Neubau Wasserkraftwerk Keselstraße, Kempten. Modernisierung Wasserkraftwerk Füssener Straße, Kempten. Verstärkte Investition in die Planung und Entwicklung von Biomassekraftwerken: z. B. Bau Biomasseheizkraftwerk in Scheidegg. Handlungsfeld Windkraft: Beteiligung am Trianel Offshore-Windpark, Borkum mit 4,4 Megawatt. Beteiligung am Windpark Zieger (Regensburg). Beteiligung am Windpark Domnitz Bau von 20 bis X Windkraftanlagen im Allgäu alleine oder mit Partnern da, und zwar da, wo seitens der Allgäuer Bevölkerung umsetzbar.

8 Handlungsfeld Erzeugung 8 Das tragen wir ebenfalls zur Energiezukunft bei: Weil regenerative Energie aber nicht zu jeder Tages-, Nacht- oder Jahreszeit zur Verfügung steht, wird die Speicherung von elektrischer Energie zukünftig eine entscheidende Rolle spielen. Daher arbeitet das AÜW intensiv an Themen, die die Entwicklung und den Ausbau von Speicherkapazitäten für erneuerbare Energien vorantreibt. Erwähnt seien die Projekte: - IRENE - AlpEnergy - ee-tour Allgäu Im Forschungsprojekt IRENE ( Integration regenerativer Energien und Elektromobilität ) wird z. B. untersucht, wie erneuerbare Energien, Stromverbrauch und der Einsatz von Elektromobilität in einem intelligenten Netz einem sogenannten Smart Grid abgestimmt werden kann.

9 Energiemarkt Deutschland 9 Verfügbarkeit der regenerativen Energien am Beispiel Wind/Photovoltaik Stromaustausch mit Europa (Import und Export) Situation im Allgäu

10 Verfügbarkeit Wind/Photovoltaik 10 Quelle: BDEW

11 Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Stromerzeugung in GWh (zzgl. Austauschsaldo) Stromimport/-export Austauschsaldo Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Sonstige Wasser Wind Photovoltaik Quelle: BDEW

12 Photovoltaik und Wind im AN-Netz 12

13 Photovoltaik und Wind im AN-Netz 13

14 Ausgangslage Gesamte Stromabgabe im Gebiet AllgäuStrom GWh/a Anteil regenerativer Energien (316 GWh/a) 24,9 % (inkl. Klärgas und Holz; Müll 15 GWh) davon 58,2 % Wasser (14,5 %) 1,8% Windkraft (0,4 %) 9 % Biogas (2,2 %) 20,9 % Photovoltaik (5,2 %) 10 % ZAK ( Holz + Müll) (2,5 %) 0,2 % Klärgas (0,1 %) Quelle: AN + Partner

15 Ausgangslage Landkreis und Netze nicht identisch (polit. und energiewirtschafltiche Grenzen sind nicht deckungsgleich) Verbrauch und Anzahl der Anlagen nur auf AN-Netz + Partner bezogen Nur physikalisch vor Ort erzeugte oder verbrauchte Energie Nicht betrachtet: Geothermie (im Allgäu wenig bis kein Potential) PSP (Pumpspeicheranlagen) Weiteres Vorgehen: OA Konzept Regionaler Planungsverband Allgäu weites Konzept (+ Kaufbeuren, Westallgäu,..)

16 PEESA 16 Potentiale erneuerbarer und effizienter Stromerzeugung im Allgäu (Stand 2008)

17 Grundlagen 17 Potential nach PEESA Photovoltaik Technisches Potential Dächer und 310 GWh/a Wirtschaftliches Potential ca Dächer und 290 GWh/a derzeit ca Dächer

18 Grundlagen 18 Potential nach PEESA Wind (2 MW el /Anlage) Technisches Potential 150 WEA und 800 GWh/a Wirtschaftliches Potential 48 WEA und 260 GWh/a (Politische Rahmenbedingungen!) derzeit 4 Windräder (Einspeisung ins AN-Netz; im Landkreis OA ca. 11 Anlagen)

19 Grundlagen 19 Potential nach PEESA Wasser Technisches Potential 300 WKA und 310 GWh/a Wirtschaftliches Potential 13 WKA und 14 GWh/a ( Europäische Wasserrechtsrahmenlinie) derzeit 108 Anlagen

20 Grundlagen 20 Potential nach PEESA konventionelle Kraft-Wärme-Kopplung Technisches Potential 900 BHKW und 880 GWh/a Wirtschaftliches Potential 644 BHKW und 630 GWh/a (Wärmebedarf wurde nicht analysiert) derzeit ca. 80 Anlagen (Anlagen teilw. nicht bekannt, da keine Netzeinspeisung)

21 Grundlagen 21 Potential nach PEESA forstwirtschaftliche Biomasse - Holz Technisches Potential 22 HKW und 103 GWh/a Wirtschaftliches Potential 4 HKW und 17 GWh/a (kritische Holzversorgung) derzeit 3 Anlagen (Sonthofen, ZAK, Oberstaufen)

22 Grundlagen 22 Potential nach PEESA landwirtschaftliche Biomasse - Biogas Technisches Potential 320 Anlagen und 400 GWh/a Wirtschaftliches Potential 2 Anlagen und 3 GWh/a derzeit ca. 62 Anlagen

23 Fundamentalanalyse 23 Fundamentalanalyse (Stand 2010) Randbedingungen Szenarien Realistisches Szenario Optimistisches Szenario Investitionen und Anlagenparameter auf durchschnittliche Betrachtung normiert

24 Randbedingungen 24 Wind 3 MW el je Anlage Benutzungsstunden/a Erzeugung: 6,0 GWh/a/Anlage Nabenhöhe ca m /kw 6 Mio. /Anlage

25 Randbedingungen 25 Photovoltaik Dachflächenanlagen 1 kwp je 7 m Benutzungsstunden/a Erzeugung: kwh/a/7 m 2 Dachfläche ca. 83 m 2 = 12 kwp/dach /kw /Dach Freiflächenanlage Je ha 457 kwp ( m 2 x 0,32./. 7) Je ha kwh/a /kw 1,14 Mio. /Anlage

26 Randbedingungen 26 Wasser 0,5 MW el je Anlage Benutzungsstunden/a Erzeugung: 2,25 GWh/a/Anlage ca. 10 cbm/s ca. 10 m Fallhöhe /kw 2,5 Mio. /Kraftwerk

27 Randbedingungen 27 Biomasse (Holz) Holz 0,750 MW el /Anlage Benutzungsstunden/a Erzeugung: 3,0 GWh/a/Anlage ca t Holz/Jahr (40-60%) MWh/a Wärme ca. 500 Anlieferungen/a /kw 4,125 Mio. /Anlage

28 Randbedingungen 28 Biogas (landw. Anlage) 200 kw el /Anlage Benutzungsstunden/a Erzeugung: 0,98 GWh/a/Anlage /kw

29 Szenarien 29 a) Realistisches Szenario (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 35 Anlagen 210 Mio. 210 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 720 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Freifläche 5 Anlagen 5,7 Mio. 2,28 GWh/a Biomasse 5 Anlagen 20,6 Mio. 15 GWh/a Biogas 20 Anlagen 14 Mio. 19,6 GWh/a Wasser 4 Anlagen 10 Mio. 9 GWh/a 1 Mrd. 495,9 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

30 Realistisches Szenario (Verbrauchssteigerung)* (Verbrauchssteigerung in den letzten zehn Jahren 1,7 %) 30 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 35,7% 45,1% 53,4% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

31 Realistisches Szenario (Verbrauch konstant)* 31 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 37,9% 50,8% 63,8% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

32 Realistisches Szenario (Verbrauchssenkung)* 32 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 40,2% 57,4% 76,5% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

33 Szenarien 33 b) Optimistisches Szenario (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 60 Anlagen 360 Mio. 360 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 720 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Freifläche 10 Anlagen 11,4 Mio. 4,57 GWh/a Biomasse 5 Anlagen 20,6 Mio. 15 GWh/a Biogas 30 Anlagen 21 Mio. 29,4 GWh/a Wasser 8 Anlagen 20 Mio. 18 GWh/a 1,15 Mrd. 667 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

34 Optimistisches Szenario (Verbrauchssteigerung)* (Verbrauchssteigerung in den letzten zehn Jahren 1,7 %) 34 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 39,9% 53,1% 64,6% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

35 Optimistisches Szenario (Verbrauch konstant)* 35 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 42,4% 59,8% 77,3% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

36 Optimistisches Szenario (Verbrauchssenkung)* 36 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 45,0% 67,5% 92,6% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

37 Vielen Dank! 37

38 Backup 38

39 Schematische Darstellung der üblicherweise herrschenden Lastflüsse zum Ausland 39 Benelux Frankreich Transit Quelle: BDEW DK Schweiz SWE Transit Österreich windabhängig Polen Die Struktur der Lastflüsse ist relativ stabil. Starke Einflussgrößen sind die Windlast, zunehmend auch PV-Einspeisungen, Grundleistungserzeugung und Marktpreise. Hohe Windlast: Stärkere Stromflüsse Richtung BLX und PL, geringere Stromflüsse aus F und CZ, stärkere Exportneigung. Grundleistungskraftwerke bestimmen das Niveau der Stromflüsse, verändern aber Tschechien nicht die grundsätzliche Struktur der Lastflüsse (die Abschaltung von Kapazitäten bedeuten höhere Stromflüsse aus dem Ausland und geringere Stromflüsse in das Ausland). Marktpreise bestimmen über den Einsatz des Kraftwerksparks und damit auch die Lastflüsse, phasenweise besteht eine mitteleuropäische Merit Order.

40 TWh Entwicklung des Stromaustausches mit dem Ausland ab Import Export Saldo Quelle: BDEW

41 Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, physikalischer Lastfluss in GWh Physikalischer Stromaustausch : Deutschland-Tschechien Export [GWh] Import [GWh] Saldo [GWh] Quelle: BDEW

42 Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, Mi, Do, Fr, Sa, So, Mo, Di, physikalischer Lastfluss in GWh Physikalischer Stromaustausch : Deutschland-Frankreich Export [GWh] Import [GWh] Saldo [GWh] Quelle: BDEW

43 Strategie AÜW 43 Wir bauen konsequent die Erzeugung aus Wir sind einer der innovativsten Energieversorger Bayerns Wir stehen für eine regionale Vernetzung von Unternehmen rund um das Thema Energie Wir bleiben ein attraktiver, unabhängiger Arbeitgeber

44 Szenarien 44 c) 100 % Szenario; Verbrauchssteigerung (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 147 Anlagen 882 Mio. 882 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 720 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Freifläche 10 Anlagen 11,4 Mio. 4,57 GWh/a Biomasse 10 Anlagen 41,25 Mio. 30 GWh/a Biogas 30 Anlagen 21 Mio. 29,4 GWh/a Wasser 10 Anlagen 25 Mio. 22,5 GWh/a 1,7 Mrd ,5 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

45 100 % Szenario (Verbrauchssteigerung)* (Verbrauchssteigerung in den letzten zehn Jahren 1,7 %) 45 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 53,3% 78,3% 100,3% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

46 Szenarien 46 c) 100 % Szenario; konstanter Verbrauch (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 110 Anlagen 660 Mio. 660 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 720 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Freifläche 10 Anlagen 11,4 Mio. 4,57 GWh/a Biomasse 10 Anlagen 41,25 Mio. 30 GWh/a Biogas 30 Anlagen 21 Mio. 29,4 GWh/a Wasser 8 Anlagen 20 Mio. 18 GWh/a 1,47 Mrd. 981,9 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

47 100 % Szenario (Verbrauch konstant)* 47 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 50,6% 76,3% 102,0% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

48 Szenarien 48 c) 100 % Szenario; sinkender Verbrauch (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 75 Anlagen 450 Mio. 450 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 720 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Freifläche 5 Anlagen 5,7 Mio. 2,28 GWh/a Biomasse 8 Anlagen 33 Mio. 24 GWh/a Biogas 30 Anlagen 21 Mio. 29,4 GWh/a Wasser 8 Anlagen 20 Mio. 18 GWh/a 1,25 Mrd. 763,7 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

49 100% Szenario (Verbrauchssenkung)* 49 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 47,7% 73,2% 101,7% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden

50 Szenarien 50 d) 70 % Szenario; konstanter Verbrauch (Zeitraum 2022) Art Anzahl Kosten* Erzeugung/Jahr Wind 40 Anlagen 240 Mio. 240 GWh/a Photovoltaik Dach Dächer 900 Mio. 300 GWh/a Photovoltaik Freifläche 5 Anlagen 5,7 Mio. 2,28 GWh/a Biomasse 5 Anlagen 20,6 Mio. 15 GWh/a Biogas 10 Anlagen 7 Mio. 9,8 GWh/a Wasser 4 Anlagen 10 Mio. 9 GWh/a 1,2 Mrd. 576,1 GWh/a * ohne Netzausbaukosten

51 70 % Szenario (Verbrauch konstant)* 51 Anteil an erneuerbaren Energien 24,9% 40,0% 55,0% 70,1% * Die Analyse darf nur mit Genehmigung des AÜW weitergeben bzw. veröffentlicht werden